来源：市场资讯
（来源：储能与电力市场）
储能与电力市场获悉，近日，甘肃电力交易中心发布甘肃电力市场运营报告（2025年11月）。
截至11月底，共注册市场主体8603家，其中，发电企业1655家（火电48家，水电834家，风电264家，光伏487家，风光电厂5家，其他发电17家）；电力用户6565家（批发用户302家，零售用户6263家），售电公司349家（在甘注册87家，外省推送264家），独立储能企业18家；辅助服务聚合商12家，电网公司1家，虚拟电厂2家。
11月，共有334家市场主体完成市场注册，其中电力用户320家、发电企业8家、售电公司4家（3家本地注册1家外省推送），虚拟电厂1家。
发电装机情况
截至11月，全省发电装机容量12160.36万千瓦，同比增长27.12%。其中，水电971.99万千瓦，同比增长0.08%，占总装机比重（下同）为7.99%；火电装机3425.61万千瓦，同比增长36.42%，占28.17%；风电3928.76万千瓦，同比增长27.57%，占32.31%；太阳能3834.00万千瓦，同比增长27.64%，占31.53%。
中长期市场
11月，省内中长期市场按自然日连续运营，交易总成交电量85.16亿千瓦时。其中，年度（多年）交易46.33亿千瓦时，成交均价257.9元/兆瓦时；月度交易成交电量25.13亿千瓦时，成交均价245.57元/兆瓦时；月内（周、日）交易成交13.71亿千瓦时，均价180.68元/兆瓦时。
从交易品种来看，直接交易成交电量60.99亿千瓦时，成交均价239.55元/兆瓦时；代理购电成交电量19.96亿千瓦时，成交均价268.3元/兆瓦时；绿电交易成交电量1.68亿千瓦时，成交均价269.78元/兆瓦时；合同交易1笔，成交电量0.88亿千瓦时，成交均价257.5元/兆瓦时；D+2日滚动交易成交23.41万笔，成交电量24.39亿千瓦时。
现货市场
11月，省内现货市场发电侧正偏差电量58.43亿千瓦时，负偏差电量-55.48亿干瓦时，正负相抵后，净偏差电量2.95亿千瓦时。日前、实时市场最高/最低出清电价均达到650元/兆瓦时和40元/兆瓦时限价，日前市场平均价格169元/兆瓦时，同比下降46.1%，环比下降9.0%，日前市场均价最高267元/兆瓦时，最低53元/兆瓦时；实时市场平均价格167元/兆瓦时，同比下降49.6%，环比下降10.7%，实时市场均价最高266元/兆瓦时，最低75元/兆瓦时。
11月，火电结算均价297.02元/MWh，水电283.60元/MWh，风电272.82元/MWh，光伏220.41元/MWh，一体化214.65元/MWh。
辅助服务市场
11月，调峰容量市场参与申报市场主体23家，其中煤电20家41台机组、独立储能3家，出清容量2643兆瓦，边际出清价格为供热机组1600元/兆瓦·日，纯凝机组600元/兆瓦·日，储能300元/兆瓦·日。调频市场随现货市场运行，贡献调频里程433.03万兆瓦。
11月，省内辅助服务市场累计产生补偿费用8670.16万元，其中调峰容量市场产生补偿费用2557.24万元，调频辅助服务市场补偿费用6112.92万元。
西北区域省间调峰辅助服务市场甘肃承担费用16362.25万元。依据相关规则计算分摊后，发电侧分摊调峰容量市场费用1294.96万元，分摊调频辅助服务市场费用3707.22万元，分摊西北区域省间调峰辅助服务市场费用16362.25万元;市场化电力用户分摊调峰容量市场费用1262.28万元，分摊调频辅助服务市场费用2405.7万元。
原文如下：
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